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当火电新增装机将继续受限煤电联动成看点

发布时间:2021-09-10 10:29:31 阅读: 来源:废铜厂家
当火电新增装机将继续受限煤电联动成看点

火电新增装机将继续受限 煤电联动成看点

10月20日,中国电力企业联合会发布2017年月份电力工业运行简况,中债资信电力研究团队结合96家样本企业半年报对电力运行情况进行了分析梳理。

供需方面,2017年前三季度全社会用电量同比增长6.9%,全国6,000千瓦及以上电厂装机容量同比增长7.59%,利用小时数同比下降7小时,电力供需仍整体宽松,未来短期内不会有明显好转。

成本价格方面,2017年前三季度全国电煤价格指数较去年同期增长50.65%,同时2017年初并未触发煤电联动机制、2017年7月初各省标杆上电价平均仅提升约1分/千瓦时,行业盈利状况显著弱化。虽然2018年初若触发煤电联动机制将显著缓解煤电行业盈利压力,但我们认为煤电联动机制完全按照理论值调整的不确定性大,即使机制触发,其调整幅度预计也将大概率低于理论值。

样本企业中:

盈利及现金流方面,由于成本随煤价回升明显上涨,电力行业盈利能力及现金流状况较上年同期显著弱化。

债务方面,2017年上半年电力行业整体债务结构及债务负担均保持稳定,长短期偿债指标虽然均面临不同程度弱化,但整体表现仍较好。

电源分化方面,火电行业盈利、现金流及偿债指标明显弱化,经营压力明显加大;水电行业虽然指标亦有所弱化,但仍处于行业较好水平,财务风险仍较小;核电受牌照限制,行业集中度仍很高,未来仍将保持稳定;新能源发电行业财务表现未有实质性好转,但整体财务风险可控。

一、2017年前三季度电力运行情况

2017年前三季度全国电力供需仍整体宽松,未来短期内不会有明显好转。煤炭价格的持续处于高位显著影响行业盈利状况,虽然2018年初若触发煤电联动机制将显著缓解煤电行业盈利压力,但我们认为煤电联动机制完全按照理论值调整的不确定性大,即使机制触发,其调整幅度预计也将大概率低于理论值

需求方面,由于工业景气度回暖及高温提前到来,前三季度全社会用电量46,888亿千瓦时,同比增长6.9%,增速同比提高了2.4个百分点。其中,第三产业用电量2017年前三季度同比增长10.5%;四大高载能行业用电量增速4.9%,同比提高6.8个百分点。

供给方面,受火电“去产能”影响,截至2017年9月末,全国6,000千瓦及以上电厂装机容量16.65亿千瓦,同比增长7.59%,较去年同期回落3.7个百分点。前三季度新增装机9,339万千瓦,其中,风电、光伏机组的贡献率超过55%。

利用小时数方面,虽然2017年前三季度需求增速(6.9%)仍低于装机增速(7.59%),但新增装机贡献高的风电、光伏机组发电利用小时数低,对发电量贡献相对较小。因此2017年前三季度发电利用小时数为2,811小时,同比下降仅7小时。分电源来看,水电由于上半年来水偏枯利用小时数下降明显;火电由于新增装机放缓、需求高增速及水电挤压减少,利用小时数有所增加;新能源受益于提高新能源并的政策和措施的落实,利用小时数明显增加。

未来,需求方面,一方面2016年同期工业用电量基数较高,另一方面北方多地工业企业开始执行严格的限产政策,预计四季度用电量增速将明显回落,全年全社会用电需求增速约6%;供给方面,火电新增装机预计将继续受限,全年新增装机预计将控制在1.2亿千瓦左右,增速约7.2%,且非化石能源占比进一步提高;综合来看,全年利用小时数预计变化不大。

整体看,全国电力供需仍整体宽松,未来短期内不会有明显好转。

成本方面,2017年1——9月,全国电煤价格指数平均为509.77元/吨(5,000大卡,含税,下同),较去年同期增长171.38元/吨,增幅高达50.65%。煤价的高位运行带动电力行业整体成本明显上升,以2016年全国平均供电标准煤耗312克/千瓦时计算,仅燃料成本方面煤电企业即提高了近6.4分/千瓦时。未来,供暖期间煤炭需求旺盛,煤炭价格短期内很难大幅回落,电力行业成本仍将维持高位。

价格方面,标杆电价方面,2017年初并未触发煤电联动机制,标杆上电价不变;2017年6月16日,国家发改委发布《关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知》,提出“自7月1日起取消工业企业结构专项资金、将国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金各降低25%,腾出的空间部分用于提高燃煤电厂标杆必须坚持战略驱动上电价”,上电价平均提升幅度约1分/千瓦时。市场化交易电量让利方面,2017年以来大部分省份市场化交易电量让利有所回落。整体看,前三季度电力行业上电价有所提高,但对比同期燃料成本的提升显得杯水车薪。

煤电联动方面:假设煤价保持2017年9月水平不变至年底,全国电煤价格指数将同比增长149.75元/吨(根据2017年初发改委负责人对煤电联动机制的解释,以上一年度11月至本年度10月的电煤价格指数平均数代表本期电煤价格)。根据煤电价格联动机制,若煤炭价格以上述假设的走势运行,2018年初全国燃煤机组标杆上电价理论上调幅度约4.6分/千瓦时(不考虑7月初上调的电价部分,下同),除蒙东、新疆未触动联动机制外,各地区理论上调幅度在2.9——4.9分/千瓦时不等。2018年初若能成功触发煤电联动机制,以中债资信测算的2017年全国煤电平均度电盈利空间-1分/千瓦时来看,煤电行业盈利压力将明显缓解。

但中债资信关注到,若煤电价格联动机制成功触发,在输配电价和各项政府性基金及附加不变的情况下,用户电价将提高,而供给侧改革提出以来,各项政策文件均向“降成本”的政策方向引导,且大部分省份年内下调了用户电价(主要由取消公用事业附加而得来的下调)。考虑到政府已相继取消了城市公用事业附加费、工业企业调整基金、且将国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金各降低25%,上述几项措施已使政府性基金及附加由之前的5分左右降低至3分左右,未来继续大幅降低空间有限;同时,输配电价的继续核减困难较大,因此减少中间环节费用从而降低煤电联动对用户侧的冲击的工具有限。综上所述,如若煤电联动机制完全按照理论值调整,则政府将出台包括继续减免政府性基金及附加、降低输配电价等政策来减轻其对于用户侧用电成本的冲击,而相关政策工具继续施展空间有限,我们认为煤电联动机制完全按照理论值调整的不确定性大,即使机制触发,其调整幅度预计也将大概率低于理论值。因此,在经历盈利大幅弱化的2017年后,2018年初煤电联动机制能否成功触发以及电价实际调整情况将显著影响电力企业未来一年的财务状况。

二、电力企业2017年上半年财务状况

中债资信选取发布2017年半年报的96家电力企业作为分析样本,其中,为避免重复计算及更好的反映样本企业地域及电源差异,中债资信电力行业研究团队在分析具体企业时采用全部96家样本数据,在分析统计行业整体财务状况时采用剔除存在母子包含关系的子公司企业后的54家样本数据,在分电源分析时采用剔除电源结构多样化企业后的57家样本数据。

(一)盈利及现金流

由于成本随煤价回升明显上涨,电力行业盈利能力及现金流状况较上年同期显著弱化

收入方面,2017年上半年样本企业营业收入共9,239.27亿元,同比增长12.18%,主要系需求回暖带动电力企业发电量增加所致。成本方面,2017年上半年样本企业营业成本共7,521.05亿元,同比增长25.11%,主要系煤炭价格持续处于高位所致。经营性业务利润方面,2017年上半年样本企业经营性业务利润同比减少60.03%至379.12亿元,共有19家样本企业经营性业务利润亏损,较2016年同期增加5家,亏损面为35%。利润总额方面,2017年上半年样本企业利润总额共741.49亿元,同比减少40.94%,共有8家样本企业利润总额亏损,较2016年同期增加2家。总资产报酬率方面,2017年上半年样本企业(年化)总资产报酬率平均仅3.86%,较2016年同期下降1.56个百分点。

具体地,五大电力集团经营性业务利润同比下降均超过80%,利润总额同比下降均超过55%,其中仅华能集团与国电投集团经营性业务利润保持盈利状态。此外,北方联合、漳泽电力、广西水利、甘电投集团及其子公司甘电投股份、蒙能集团、金沙江水电、保山电力9家企业的经营性业务利润及利润总额均持续(“持续”代表2016年上半年及2017年上半年财务数据情况,下同)亏损。

内部现金流方面,2017年上半年样本企业内部现金流(内部现金流=经营净现金流+投资收益收到的现金)为1,798.25亿元,同比下降32.61%,主要系盈利弱化所致。根据样本数据,2017年上半年共有41家样本企业内部现金流同比下降,占全样本的75.93%。但受益于电力成本中折旧、摊销等非现金成本占比较高,仅有5家样本企业(占比9.26%)2017年上半年内部现金流处于净流出状态,同比增长3家。

整体看,由于成本随煤价回升明显上涨,电力行业盈利能力及现金流状况较上年同期显著弱化。

(二)债务负担及偿债指标

2017年上半展现万能拉力实验机企业在这方面所获得的成果年电力行业整体债务结构及债务负担均保持稳定,长短期偿债指标虽然均面临不同程度弱化,但整体表现仍较好

债务方面,2017年上半年样本企业扣除股息、利息支出的内部现金流为413.37亿元,与同期资本支出存在1,244.48亿元资金缺口,主要系现金流状况明显弱化所致。因此,2017年6月末样然后打开回油阀本企业有息债务(受限于半年报的信息披露情况,统一以“有息债务=短期借款+交易性金融负债+应付票据+一年内到期的非流动负债+其他流动负债+长期借款+应付债券”计算,故可能与实际债务规模存在一定差异)共41,690.01亿元,同比增长6.58%。债务期限结构方面,短期债务占比为32.50%,基本保持稳定。债务负担方面,2017年6月末样本企业资产负债率为71.41%,中位数为66.29%,资产负债率同比基本保持不变(均值及中位数分别下降0.01个百分点与0.01个百分点),债务负担保持稳定,但相较其他行业仍处于较重水平。

短期偿债指标方面,2017年6月末样本企业现金类资产/短期债务为0.30倍,较去年同期(0.30倍)变化不大。考虑到电力行业涉及国计民生,外部支持力度较大,整体融资环境较好,短期偿债表现仍较好。根据样本数据,2017年上半年内部现金流/短期债务不足0.5倍的企业共49家(占样本企业总数的90.74%),同比增长7家。此外,41家企业内部现金流/短期债务有所下降(占样本企业总数的75.93%)。

长期偿债指标方面,2017年6月末样本企业全部债务/EBITDA*[注]为7.92倍(中位数为7.80倍),较去年同期(分别为6.53倍与6.72倍)有所弱化,主要系盈利能力大幅弱化,EBITDA*明显弱化所致。但相比于其他行业,电力企业长期偿债表现仍较好。根据样本数据,2017年6月末全部债务/EBITDA*超过15倍的企业共6家(占样本企业总数的11.11%),同比增长2家。

注:受限于半年报的信息披露情况,EBITDA*=“固定资产折旧”+“无形资产摊销”+“长期待摊费用摊销”+“利润总额”*2+“财务性利息支出”*2。其中,“固定资产折旧”、“无形资产摊销”、“长期待摊费用摊销”科目采用上一年度全年金额,“利润总额”及“财务性利息支出”科目采用上半年度金额。

整体看,2017年上半年电力行业整体债务结构及债务负担均保持稳定,长短期偿债指标虽然均面临不同程度弱化,但整体表现仍较好。

(三)各电源2017年上半年财务表现分化

火电行业盈利、现金流及偿债指标明显弱化,经营压力明显加大;水电行业虽然指标亦有所弱化,但仍处于行业较好水平,财务风险仍较小;核电受牌照限制,行业集中度仍很高,未来仍将保持稳定;新能源发电行业财务表现未有实质性好转,但整体财务风险可控

盈利方面,火电企业总资产报酬率明显低于其他电源,2017年上半年同比下降超过3个百分点至3.84%,盈利明显恶化;此外,水电企业盈利略有弱化,核电企业盈利有所增强,新能源企业盈利基本保持不变,除火电外,其他电源总资产报酬率均在6.0——6.5%水平,盈利能力较好。现金流方面,各电源内部现金流变化主要受盈利变动影响,内部现金流/EBITDA*均同比有所下降。债务结构方面,各电源短期债务占比均有所增加,其中火电企业短期债务较高,水电、新能源发电企业短期债务占比在25——30%,核电企业短期债务占比仅16.45%。债务负担方面,各电源资产负债率差异不大,均在67——75%之间,债务负担均较重。短期偿债指标方面,各电源内部现金流/短期债务整体偏低,其中核电企业最高,为0.34倍;火电及新能源发电企业则不足0.2倍。长期偿债指标方面,除核电全部债务/EBITDA*为7.98倍、明显高于其他电源外,其他电源全部债务/EBITDA*均在6——6.7倍之间。

未来,随着标杆上电价上调,火电企业各项财务指标均将有所好转,但短期内需关注部分规模小、债务负担高、债务集中偿付、外部支持弱的企业的流动性压如配用电脑力;2017年下半年,来水逐渐转丰,预计水电企业盈利能力将有所回暖,考虑到水电行业稳定的现金流状况,偿债指标或将保持稳定,但需关注部分装机规模小、流域来水持续较差、外部支持弱的企业;核电企业大量新投产机组将进入完整运营年度,财务表现保持稳定;新能源发电企业大幅投产趋势将有所回落,随着建设区域逐步向东部和中南转移,预计弃风弃光现象将会有所缓解,整体看风险可控,但需关注当前盈利能力差、债务负担重、可再生能源补贴拖欠严重的企业。

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